新型儲能發展成效初顯難題仍存

　　隨著新能源大規模接入電網，電力系統也面臨著電力電量平衡、系統安全穩定、新能源高效利用等多重挑戰。儲能以其靈活調節能力，逐步成為構建新型電力系統、推動能源綠色低碳轉型的關鍵技術，為新能源消納、電網控制能力提升提供重要支撐。

　　技術“多點開花”長時儲能被寄予厚望

　　現階段，我國儲能存在多種技術路線，其中抽水蓄能以其技術成熟、效率高、容量大、經濟性好等優勢占據主要市場。但隨著新能源裝機規模快速擴張，抽水蓄能難以完全滿足調峰調頻需求，以電化學儲能為代表的新型儲能應運而生。2月13日舉辦的國家能源局例行新聞發布會上數據顯示，截至2022年底，全國已投運新型儲能項目裝機規模達870萬千瓦，平均儲能時長約2.1小時，比2021年底增長110%以上。

　　記者從中關村儲能產業技術聯盟(CNESA)了解到，從技術應用上看，2022年，鋰離子電池仍然占據新型儲能的主導地位，新增投運裝機規模首次突破600萬千瓦，時長仍以1~2小時為主，4小時以上的項目開始增多，如新疆、河北、青海、西藏等地已布局了1000萬千瓦以上的項目。

　　其他技術路線規模實現突破，應用逐漸增多。壓縮空氣儲能方面，正在由10萬千瓦向30萬千瓦功率等級方向加速發展，2022年新增壓縮空氣儲能項目(含規劃、在建和投運)接近1000萬千瓦，單次儲能時長最高達12小時;液流電池方面，首個百兆瓦級全釩液流電池項目并網運行，首個吉瓦時級全釩液流電池項目正式開工;鈉離子電池方面，國內最大規模鈉離子電池項目落地安徽阜陽，規模3萬千瓦/6萬千瓦時;飛輪等短時高頻技術方面，需求開始慢慢增大，已有30萬千瓦以上的項目處于規劃中。

　　目前我國儲能技術已實現“多點開花”，但儲能技術發展依舊存在掣肘，仍需要不斷強化技術創新。

　　“在技術方面，盡管各種儲能技術都發展很快，但總體來說，當前技術水平在效率、規模、安全、成本、壽命等方面尚無法完全滿足新型電力系統應用的要求;部分儲能技術的成熟度尚需提高，部分核心技術還未完全掌握。”中國能源研究會儲能專委會主任陳海生說，要強化儲能技術創新，通過項目和政策支持，開展儲能原理和關鍵材料、單元、模塊、系統和回收技術等研究，突破一批具有關鍵核心意義的儲能技術。同時，不斷推進儲能技術與裝備的研發示范，通過不同技術路徑和場景的應用示范，探索技術創新方向。在技術示范的基礎上，加強引導和扶持，促進產學研用結合，加速技術轉化。

　　“基于國內資源稟賦，要加快建設布局抽水蓄能電站，加速新型儲能技術創新突破與商業化應用，儲能設施應實行大中小相結合、發電側電網側用電側布局相結合、集中與分散建設相結合、多品種多業態并存。”國家電網副總工程師兼國網能源研究院執行董事(院長)、黨委書記歐陽昌裕指出，國家需要建立完善相關價格政策和激勵機制，有序推進儲能技術創新和產業鏈、價值鏈共建共享。

　　此外，以液流電池、壓縮空氣、重力儲能、熔鹽儲能、液態空氣、鉛炭電池、氫儲能等為代表的多種長時儲能技術也被寄予厚望。

　　《“十四五”新型儲能發展實施方案》(以下簡稱《方案》)明確，針對新能源消納和系統調峰問題，推動大容量、中長時間尺度儲能技術示范。結合各地區資源條件，以及對不同形式能源需求，推動長時間電儲能、氫儲能、熱(冷)儲能等新型儲能項目建設，促進多種形式儲能發展。

　　據不完全統計，2022年，浙江、山東、河北、青海等多地公布了新型儲能示范項目名單，項目數量和裝機量均大幅增加，總裝機約1800萬千瓦，其中長時儲能的項目裝機占比顯著擴大。

　　業內專家預測，未來新型儲能發展一方面配置時長將由“十四五”時期的2~4小時逐步延長至6~8小時，新能源裝機占比達到15%~20%后，4小時以上的長時儲能需求將成為剛需;另一方面，新型儲能將大規模發展，一部分用于電源側，推動“新能源+儲能”綠色友好電源發展，另一部分布局在電網側發揮電力支撐作用。

　　據了解，在市場方面，截至2022年底，已有10余家長時儲能企業完成融資，融資金額總計超10億元，技術路線主要集中在壓縮空氣儲能和液流電池儲能領域。南方黑芝麻、創維新能源、龍凈環保等企業也在“跨界”參與其中。

　　創新商業模式期待市場機制改革再深化

　　業內人士普遍認為，目前儲能正處于從商業化初期向規模化發展階段，產業體系逐步成熟，是形成多種商業模式的關鍵時期。

　　對于儲能商業模式發展方向，《方案》明確，加快推動商業模式和體制機制創新，在重點地區先行先試。推動技術革新、產業升級、成本下降，有效支撐新型儲能產業市場化可持續發展。在政策的催化下，2022年全國電力市場機制改革深化推進，新型儲能商業模式被不斷激活。

　　記者從CNESA了解到，2022年，山東省新型儲能首次參與現貨市場，獨立儲能可以通過現貨套利、容量租賃、容量電價補償獲得收益;甘肅省建立了首個新型儲能參與的調峰容量市場，通過容量補償實現靈活性調節資源固定成本的有效疏導，獨立儲能可以通過參與現貨市場、調峰容量市場、調頻市場獲得多重收益;南方、西北、華北、華東等區域修訂了新版“兩個細則”，再次明確新型儲能的市場主體地位，并推動新型儲能參與多項品種的交易。

　　“目前雖然新型儲能發展速度非常快，但是我們認為收益和商業模式問題仍然沒有得到很好的解決。”中關村儲能產業技術聯盟副秘書長李臻表示，目前新型儲能在國內還沒有一個穩定的商業模式，無論是可再生能源配置儲能還是新型儲能參與輔助服務市場等，受政策影響非常大，商業模式還不清晰，盈利是比較困難的。

　　據了解，現階段，在工商業電價差較大的地區用戶側儲能初步具備盈利能力，而其他應用場景缺乏有效的商業模式和市場機制，大規模投資建設的驅動力不足。

　　“在輔助服務市場政策較好的地區，儲能參與調頻的收益較為可觀，隨著新版‘兩個細則’的推動，按效果付費的改革思路正在各區域推進，新型儲能參與的市場品種正逐步增加。”李臻認為，目前新型儲能參與輔助服務市場依賴政策的穩定和市場價格機制。在成熟的電力市場中，新型儲能可以參與現貨市場、輔助服務市場、中長期市場、容量市場，通過參與不同的品種交易，更好發揮其容量價值和電量價值，獲得多重價格收益，形成可持續發展的商業模式。

　　“當前儲能電站等項目參與輔助服務的種類比較單一，儲能電站的功能在設計建設初期就已經確定了，但實際上儲能資產的利用率要提升，應在不同時間段參與不同的輔助服務，提供不同的輔助服務，開展‘分時復用’的商業模式，以提升儲能電站收益，實現利益最大化。”清華大學電機系副教授鐘海旺認為，要促進各種類型、各種產權性質的儲能項目能夠共同參與市場，并要逐步降低準入門檻。

　　值得關注的是，目前我國共享儲能的模式發展比較迅速。共享儲能可作為獨立主體參與市場，可通過容量租賃費、現貨能量套利、參與輔助服務市場多個渠道獲得收益，可接受電網統一調用，提升系統的利用效率，降低新能源場站配儲的初始投資。青海、湖南、山東等地依據不同的需求，已陸續開始建立相應的共享儲能的商業模式，但是普遍沒有形成較好的盈利性。

　　未來應如何推進儲能的商業化和規模化發展?

　　“應結合儲能應用場景，積極探索電力市場、‘新能源+儲能’、削峰填谷、容量出租或出售、電網有效資產回收等儲能商業模式，擴大各側儲能盈利空間，吸引各方主體主動投身儲能發展與建設。”國網經濟技術研究院新能源及綜合能源技術中心項目處副處長原凱表示。

　　陳海生也建議，盡快建立能夠直接反映電力供需關系和電能質量的電力市場價格機制;根據未來新型電力系統的實際需要增加新的輔助服務品種;建立儲能服務的成本疏導機制和儲能價格機制。（記者 余璇）